Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 [ 22 ] 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106

(5.53)

где H„j, Q„j,ri„j - соответственно напор, подача и к.п.д. рассматриваемого насоса при работе на j- том режиме; ц - к.п.д. электродвигателя при рассматриваемом режиме; г],-к.п.д. механической передачи, для механической муфты можно принять ц =0,99.

К.п.д. насоса вычисляется по формуле (3.3). К.п.д. электродвигателя наиболее точно может быть найден по характеристике последнего. Если таких данных нет, то ц. находится с учетом потери мощности электродвигателя по формуле

(5.54)

где ri„o„-к.п.д. электродвигателя при номинальной нагрузке, Т1„„„ =0,96..Д98; кз - коэффициент его загрузки, кз=К„/К„„; N„ - мощность на валу электродвигателя (определяется по формуле (5.53) без учета Г1з); N„„„ - номинальная мощность электродвигателя.

Найденные для всех возможных режимов работы нефтепровода величины Еуд. наносятся на график в зависимости от Qj, и через минимальные значения Е при Qj = const строится огибающая линия. Тем самым выявляется множество рациональных режимов эксплуатации нефтепровода.

Дальнейшие расчеты выполняются следующим образом. Пусть задан плановый объем перекачки V„„ в течение некоторого времени т„„. Следовательно, средняя производигельность перекачки в течение пла-ноюго периода времени составит Q = „„/ . Поскольку, как правило, найденная величина q не совпадает ни с одним из рациональных режимов, то обеспечить плановый объем перекачки возможно только при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию

Q, <Q<Q,,

(5.55)

где QpQj- производительность трубопровода при ближайших рациональных режимах перекачки соответственно слева и справа от величины Q.

Продолжительность работы нефтепровода на каждом из этих режимов составляет

Q2-Q

Q -Q, Q2-Q,

(5.56)

а удельные затраты электроэнергии

Е,д=;(Еуд,д,Т,+Еу2р22)

(5.57)

§5.6. Режим работы трубопровода при отключении промежуточной насосной станции

V: : Отключение одной из промежуточных нанос-

ных станций - одна из наиболее сложных ситуаций при эксплуатации нефтепровода.

Если трубопровод работает со значительной недогрузкой, то наи-6o.jee простым решением в данной ситуации является отключение других промежуточных станций через одну с тем, чтобы все оставшиеся в работе НС функционировали примерно в одинаковых условиях.

Если же необходимо обеспечить максимально возможную производительность нефтепровода с остановленной промежуточной НС № С, то ее величина находится по формуле

Q™ax =

maxc-1 AHj., Z,,, + Z,

(5.58)

где z , z, - геодезические высоты НС соответственно № С-1 и № С+1.

На остальных насосных станциях необходимо прибегнуть к регулированию с тем, чтобы на обоих участках (до НС № С-1 и после НС № С-ь1) также устанавливалась производительность перекачки равная Q.

В первую очередь отключается часть магистральных насосов. Суммарный дифференциальный напор насосов, оставшихся в работе, при подаче Q должен быть равен:

а) для НС слева от отключившейся п .., juo;; лиг;5.

£н.„ =Н„ , -а„ -Z,., +z„ +Qir b„ +ff ,

б) для НС справа от отключившейся

1=1 /

(5.59)

Ё Н„, = fQl: £ + Н,„ - АН„,,„, + Z, + z,„ . (5.60)

Если точно добиться достижения величин Н„, и 2 Н„( не удается, то излишний напор магистральных насс(сЬв дроссёЙЙруется.

Распределение насосов, оставшихся в работе, по насосным станциям, должно обеспечивать выполнение ограничений по напору и подпору НС.

§5.7. Методы увеличения производительности нефтепроводов

В процессе эксплуатации нефтепроводов может возникнуть необходимость увеличения их пропускной способности. Это может быть сделано различными способами:

1) увеличением количества насосных станций или числа работающих насосов;

2) строительством лупингов; ,, . ,

3) устройством вставок большего диаметра; ,

4) применением противотурбулентных присадок. , „ ;у ,

Увеличение количества насосных станций

Если нефтепровод изначально был запроектирован на поэтапный ввод в эксплуатацию, то увеличение его производительности достигается строительством промежуточных насосных станций и включением в работу дополнительных насосов на уже существующих станциях. Задача определения местоположения насосных станций в этом случае была решана еще на этапе проектирования нефтепровода, а количество и комбинация включения насосов на станциях в рамках каждой из очередей строительства определяется согласно § 5.4, 5.5.

Если увеличение производительности нефтепровода на этапе проектирования не предусматривалось, то наиболее рациональным способом увеличения количества насосных станций является их удвоение. При этом перегоны будут разделены примерно пополам и все станции будут работать примерно в одинаковых условиях.

Поскольку изменение производительности нефтепровода при удвоении насосных станций относительно велико, то новая рабочая точка может оказаться за пределами рабочей зоны насосов (зоны оптимальных к.п.д.). Поэтому одновременно с удвоением числа насосных станций в общем случае необходимо заменить и устанавливаемое на них оборудование.

С учетом вышесказанного увеличение производительности нефтепровода удвоением числа насосных станций составит

= 2-m

Н2+2П m„„-A.-a2-H,„ А -Az-H

nnB + fL

Н2 + п

к.п у

2nm„ Б.+fL

, (5.61)

где А., Б.-коэффициенты А и Б в напорной характеристике магистральных насосов после удвоения числа станций. Если насосы не меняют, то А. = А, Б, = Б .

Увеличение числа работающих насосов а - Л->

Этот метод увеличения производительности может быть использован на недогруженных нефтепроводах.

Строительство лупингов и вставок большего диаметра

При прокладке лупингов общей длиной х,, производительность нефтепровода увеличивается в число раз

Хл - 2-га

f L + nm..„ -Б

Vf[L-x„(l-co)] + nm„„-B

(5.62)

Можно решать и обратную задачу: найти необходимую длину лупинга при заданной кратности увеличения производительности нефтепровода

х„ =

1-«)

""1„„-Б fL

(5.63)

Размещение лупингов на отдельных участках трассы выполняется с учетом местоположения насосных станций и ограничений по напорам и подпорам. Кроме того, должны быть учтены разрешенные напоры на отдельных участках и рельеф трассы нефтепровода.

Расчет применения вставок большего диаметра выполняется по тем же формулам с учетом того, что вместо <а используется величина Q, вычисляемая по (5.24).

Следует подчеркнуть, что с технологической точки зрения применение вставок большего диаметра нецелесообразно, т.к. затрудняет очистку нефтепроводов и пропуск по ним диагностических приборов.

Применение противотурбулентных присадок

Методика расчета концентрации противотурбулентной присадки, обеспечивающей заданное увеличение производительности нефтепровода, изложена в § 5.2.

§5.8. Расчет подводящих (всасывающих) трубопроводов подпорных насосов головной насосной станции

Назначение подводящих трубопроводов - обеспечить подвод нефти к насосам, а также условия для осуществления технологических операций по управлению режимами работы нефтепроводов.

Особенностями подводящих трубопроводов являются:

1) работа при давлении как больше, так и меньше атмосферного;

2) наличие участков различного диаметра;

3) большое количество местных сопротивле1ШЙ, вклад которых в общие гидравлические потери составляет от 30 до 70%.

Цель расчета: проверка возможности бескавитационной работы подпорных насосов.

Для BbinojnieiiHH расчета необходимы следующие данные:

1) техническая характеристика подпорных насосов (подача, допустимый кавитационный запас, диаметр входного патрубка);

2) параметры перекачиваемой нефти (плотрюсть, вязкость, давление насыщенных паров, давление насыщения);

3) технологическая схема системы подводяпгих трубопро1Юдов на участке «резервуарный парк - подпорная насосная» с указанием длины и диаметра отдельных участков, всех местных сопротивлений и геодезических высот резервуаров и насосов.

Схема подводящих трубопроводоп от резервуаров к подпорным насосам включает, как правило следующие типы местных сопротивлений: 1) выход из резервуара; 2) компенсатор линзовый; 3) задвижка; 4) тройник; 5) отвод; 6) фильтр; 7) коифузор.

В основу расчета положено уравнение Бернулли, составленное для двух сечений (первое - свободная поверхность нефти в резервуаре, второе - входной патрубок подпорного насоса)

ip -I- -I- Пз, Z.„„ -I-

Ppg 2g

(5.64)

где Zp, z„„ - геодезические высоты соответственно днища резервуара и оси входного патрубка насоса; Н, - высота взлива нефти в резервуаре; р, -соответственно давление и средняя скорость нефти во входном патрубке насоса; ХХ«с ~ суммарные потери напора соответственно на трение и на местные сопротивления в подводящих трубопроводах.

Решая (5.64) относительно р IPpg, находим

Pog ppg

+z„-z„„+H„„--2:h.-2:h„..

(5.65)

Найденная величина р1р% должна удовлетворять неравенству (3.23).

В общем случае коэффициенты \ различных местных сопротивлений являются функцией числа Рейнольдса. Обработка графиков, приведенных в литературе, позволила получить следующие зависимости:

а) для однолинзового компенсатора

KOM„,=0,153 + 5964/Re; (5.66)

б) для двухлинзового компенсатора (при Re < 5-10)

C..,2 =0,238 + 14532/Re; (5.67)

в) для отвода 90"

=0,35 + 3,58-10-exp[3,56-10--(l50000-Re)] ; (5.68)

г) для входа в вертикальный насос двустороннего всасывания

2,15-lORe;* при Re„, <32000 5 при Re3> 32000

(5.69)

Для вертикального насоса число Рейнольдса рассчитывается по диаметру входного патрубка в «стакан».

Если отвод выполнен под углом а отличном от 90°, то коэффициент местного сопротивления отвода находится по формуле

„Да) = -К„,

где - расчетный коэффициент

К„ =-

54,5 +0,408а

(5.70)

(5.71)

(x угол, под которым выполнен отвод, град.

Для конических диффузоров величина коэффициента местного сопротивления зависит также от соотношения диаметров соединенных труб и угла раскрытия диффузора. Поскольку последняя величина на технологических схемах трубопроводных коммуникаций